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Centrales Hidroeléctricas del Proyecto Pasto
Grande
Centrales Hidroeléctricas del Proyecto Pasto
Grande
Septiembre 2014Septiembre 2014
Juan Carlos Liu YonsenJuan Carlos Liu Yonsen
Contenido
• Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo
de las CC.HH. del Proyecto Pasto Grande
• Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH.
Moquegua 1 y 3
• El efecto del financiamiento obtenido
• Lecciones aprendidas
Río Tambo posee un
caudal promedio de
900 MMC anuales
(30 m3/s)
Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto
Pasto Grande (1)
Acuerdo entre Gobiernos Regionales de Arequipa y Moquegua para la
Regulación del Río Tambo
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
sep-61
abr-62
nov-62
jun-63
ene-64
ago-64
mar-65
oct-65
may-66
dic-66
jul-67
feb-68
sep-68
abr-69
nov-69
jun-70
ene-71
ago-71
mar-72
oct-72
may-73
dic-73
jul-74
feb-75
sep-75
abr-76
nov-76
jun-77
ene-78
ago-78
mar-79
oct-79
may-80
dic-80
jul-81
m3/s
Descargas medias del Río Tambo
Caudal
Promedio = 30
m3/s
Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto
Pasto Grande (2)
1 035
1 078
213
5
53
204
543
345
215
376
839
630
160
449
578
442
494
21 13
183
0
200
400
600
800
1 000
1 200
19
61
- 6
2
19
62
- 6
3
19
63
- 6
4
19
64
- 6
5
19
65
- 6
6
19
66
- 6
7
19
67
- 6
8
19
68
- 6
9
19
69
- 7
0
19
70
- 7
1
19
71
- 7
2
19
72
- 7
3
19
73
- 7
4
19
74
- 7
5
19
75
- 7
6
19
76
- 7
7
19
77
- 7
8
19
78
- 7
9
19
79
- 8
0
19
80
- 8
1
Mio.m
3
Periodos
Excedentes almacenables - Cuenca Rio Tambo (Mio.m3)
Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto
Pasto Grande (3)
Río Tambo posee un
caudal promedio de
900 MMC anuales
(30 m3/s)
Nueva
Represa
Vizcachas de
60 MMMC
Proyecto de
Trasvase 1,1
m3/s
Zona de
Captación
de Titire
Construcción de la Represa de Vizcachas
Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto
Pasto Grande (4)
Rio Titire
Embalse
Pastogrande
Detalles de la Represa de Vizcachas
Al Tambo
Represa de
Vizcachas, en
proceso de
construcción
60 MMC
Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto
Pasto Grande (5)
Presa Vizcachas de 60 MMC
Asignación de los Volúmenes Almacenados
Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto
Pasto Grande (6)
Exced. de Chilota (1,1 m3/s) y
descargas del embalse Pasto
Grande (2,2 m3/s), permiten
incremento de:
frontera agrícola en Lomas de
Ilo, y
desarrollo de centrales
hidroeléctricas (30 MW en
centrales 1 y 3)
Potencial del reservorio
PROYECTO PASTO GRANDE
A
B
C
D
B
A
B
D
C
Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto
Pasto Grande (7)
Costo de
Centrales
Hidroeléctricas
Moquegua 1 y 3
Beneficio por
costo evitado
de LL.TT.
Beneficio por
costo evitado
de Pérdidas en
LL.TT.
Beneficio por
costo evitado
de centrales de
Reserva Fría
Beneficio por
costo evitado
de Gasoductos
Beneficio por
costo evitado
de centrales de
Reserva Fría
Beneficio por
ahorro de
emisiones de
CO2
Beneficio por
aumento de la
confiabilidad
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (1)
Análisis previo a la decisión (A)
Análisis posterior a la decisión (B)
PROYECTO PASTO GRANDE
Presa Pasto Grande,
210 MMC
Canal Pasto Grande,
38,6 Km
Túnel Jachacuesta, 7,1 KmCanal Jachacirca, 8 Km
Canal Huamajalso, 20,8 Km
CC.HH. Pasto Grande: H = 2 091 m
Moquegua 1 (H=610 m)
Moquegua 2 (H=273 m)
Moquegua 3 (H=545 m)
Moquegua 4 (H=394 m)
Moquegua 5 (H=183 m)
Moquegua 6 (H=87 m)
Canal
Moquegua -
Ilo, 135 Km
Estación de
Bombeo, 1,1
m3/s, 200 m.
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (2)
Rubro C.H. Moquegua 1 C.H. Moquegua 3
Costos Directos de Obras Civiles 18 838 21 613
Obras Electromecánicas e Hidromecánicas 7 081 8 018
Equipamiento Hidromecánico 884 1 897
Equipamiento Electromecánico 6 021 5 915
Ampliac. Equipamiento SE Moquegua de 138 kV en Patio de llaves 88 103
Ampliac. SSAA y Comunicaciones (incluye GG de montaje) 87 102
Línea de Transmisión de 138 kV 2 196 1 264
Mitigación y Plan de Seguridad L.T. 33 39
TOTAL COSTO DIRECTO 28 148 30 933
Gastos generales y Utilidad de las Obras 4 943 5 376
Transporte de Equipos 708 802
Montaje de Equipos 461 632
GG y Utilidad de Montaje 69 95
SUB TOTAL 1 34 329 37 838
Estudios, compensaciones, supervisión y otros 2 116 2 116
COSTO TOTAL 36 446 39 954
Capacidad Instalada Neta (sin incluir consumo propio) - MW 13,6 16,1
Costo Unitario por central (US$/kW) 2 680 2 482
Costo Unitario Promedio (US$/kW) 2 572
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (3)
Costos de las Centrales Moquegua 1 y 3
Datos Generales de las Centrales Moquegua 1 y 3Tamaño de las Centrales 29,7 MW
Factor de Planta 80% %
Energía generada 208 138 MWh/año
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (4)
Beneficios por Costo
Evitado de Nuevas
LL.TT.
Enlace TensiónVNR (Mio.
US$)
Capacidad
(MW)
Costo Total
(US$/kW)
Mantaro - Socabaya 220 kV 331,6 930 442
Socabaya - Montalvo 220 kV 23,5 200 146
Chilca - Marcona - Montalvo 500 kV 291,3 490 737
646,4 1420 564Total
Costo Evitado de Nuevas LL.TT.
Chilca 500
Poroma 500 Marcona
Ocoña 500
Montalvo 500
220 kV
220 kV 220 kV
206,18 MW
FLUJO TÍPICO DE ELECTRICIDAD L.T. 500 kV – día 15/09/2014 12h
204,18 MW
4,89 MW 5,27 MW
3,42 MW
211,07
MW
35,66
MW
159,83
3,56 MW
158.83
2,73 MW
3,56 MW
148,98 MW
145,06
MW
148,35 MW
3,28 MW
Pérdida = 211,07 – 35,65 –
145,06 = 30,35 MW (21%)
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (5)
Beneficios por Costo Evitado de Pérdidas en LL.TT.
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (6)
Beneficios por
Costo Evitado de
Pérdidas en LL.TT.
Retiro Interm.
LL.TT MW MW LL.TT MW MW %
L-2051 186,74 0 L-2053 166,33 20,41 12%
L-2052 186,74 0 L-2054 166,33 20,41 12%
500 kV L-5032 278,59 17,34 L-5036 225,21 36,04 16%
652,07 17,34 557,87 76,86 14%
L-2051 168,66 0 L-2053 151,42 17,24 11%
L-2052 168,66 0 L-2054 151,42 17,24 11%
500 kV L-5032 211,07 35,66 L-5036 145,06 30,35 21%
548,39 35,66 447,9 64,83 14%
L-2051 206,57 0 L-2053 183,17 23,4 13%
L-2052 206,57 0 L-2054 183,17 23,4 13%
500 kV L-5032 270,49 1,1 L-5036 233,56 35,83 15%
683,63 1,1 599,9 82,63 14%
Fuente: COES -SINAC, día simulado 15/09/2014
19h220 kV
Total
PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD EN LL.TT. AL SUR
Total
Pérdidas
12h220 kV
Total
Salida al Sur Llegada al Sur
220 kV
NivelHora
04h
NºProyecto
Hidroeléctrico
Potencia
Ofrecida (MW)
Precio
Ofertado en
Energía(US$/MWh)
Precio de la
Potencia(US$/MWh)
Precio
Monómico(US$/MWh)
1 Chéves 168 47,5 12,5 60,0
2 Pucará 5 45,2 12,5 57,7
3 Chaglla 284 45,9 12,5 58,4
4 Pucará 55 49,4 12,5 61,9
5 Del Águila 200 51,4 12,5 63,9
6 Marañón 47 51,8 12,5 64,3
7 Del Águila 160 54,0 12,5 66,5
8 Santa Rita 165 56,9 12,5 69,4
9 San Gabán 51 59,7 12,5 72,2
63,4Promedio Ponderado (US$/MWh)
Beneficios por pérdidas de transmisión evitadasTasa de pérdidas en LL.TT. 14,0% %
Costo monómico energía en zona central 63 US$/MWh
Energía evitada de transmitir, prod. CC.HH. 208 138 MWh/año
Pérdidas de energía evitadas 29 139 MWh/año
Costo evitado de pérdidas anual 1,8 Mio. US$/año
Costo evitado en valor presente neto 14,8 Mio. US$
Costo evitado de las pérdidas 498 US$/kW
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (7)
Beneficios por Costo
Evitado de Instalar
Centrales de Reserva
Fría Beneficios por evitar instalar Reserva Fría
7,19 US$/kW-mes
91 US$/kW-año
Costo evitado de Reserva Fría 2,7 Mio. US$/año
VP del Costo evitado de Reserva Fría 21,5 Mio. US$
Costo evitado por Reserva Fría 725 US$/kW
Costo de la Reserva Fría de Ilo
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (8)
Beneficios por mayor
confiabilidad
Beneficios por mayor confiabilidadTasa de falla de líneas existentes 0,8% %
Costo Energía No Suministrada 4 000 US$/MWh
Energía evitada de fallar con CCHH 1 616 MWh/año
Costo evitado anual 6,5 Mio. US$/año
Costo evitado en valor presente neto 51,7 Mio. US$
Costo evitado con las CC.HH. 1 741 US$/kW
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (9)
Beneficios por costo
evitado de Gasoducto
Beneficios por disminución de transporte de GNConsumo de GN por MWh, en CC 162,5 m3 GN / MWh
Equivalente en GN, energía de las CCHH 34 Mio. M3/año
1 691 Mio. M3 GN
0,06 TCF
2,5 US$/GJ
100 US$/mil m3
Costo equivalente energía de CCHH en GN 3,4 Mio. US$/año
VP costo equivalente energía de CCHH 27,1 Mio. US$
Costo evitado en transporte de GN 911 US$/kW
Equiv. GN, energía de las CCHH en 50 años
Costo transporte GN hacia la costa de Perú
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (10)
Beneficios por
reducción de
emisiones de CO2
Beneficios por reducción emisiones CO2Emisión de CO2 por MWh de centrales a GN 413,3 Kg CO2 /MWh
Emisión evitada con generación de CCHH 86,0 Miles TM/año
Costo unitario de la Ton. CO2 20 US$/TM CO2
Costo emisiones evitadas de CO2 1,7 Mio. US$/año
VP Costo emisiones de CO2 en 50 años 13,8 Mio. US$
Costo evitado en emisiones de CO2 463 US$/kW
Costo de
Centrales
Hidroeléctricas
Moquegua 1 y 3
2 572
US$/kW
Beneficio por
costo evitado
de LL.TT.
Beneficio por
costo evitado
de Pérdidas
en LL.TT.
Beneficio por
costo evitado
de centrales
de Reserva
Fría
Beneficio por
costo evitado
de
Gasoductos
Beneficio por
costo evitado
de centrales
de Reserva
Fría
Beneficio por
ahorro de
emisiones de
CO2
Beneficio por
aumento de
la
confiabilidad
Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (11)
564
US$/kW
TOTAL A
3 528
US$/kW
498
US$/kW
725
US$/kW
1 741
US$/kW
911
US$/kW
725
US$/kW
463
US$/kW
TOTAL B
2 099
US$/kW
Análisis previo a la decisión (A)
Análisis posterior a la decisión (B)
Category
GNI Per
Capita
(2006)
TypeStandard /
Option
Interest
Rate (%)
Repayment
Period
(Years)
Grace
Period
(Years)
Conditions
for
Procurement
Standard 1,70 25 7
Option 1 1,60 20 6
Option 2 1,50 15 5
Standard 1,20 25 7
Option 1 1,00 20 6
Option 2 0,60 15 5
ODA Loans - Terms and Conditions of Yen Loans (Effective from July 1, 2008)
General
Terms
Preferential
Terms
US$3.596 -
US$6.275
Upper-Middle
Income
Countries
Untied
Untied
Efecto del financiamiento obtenido (1)
Condiciones nominales del financiamiento japonés
Condiciones de financiamiento obtenidas para el financiamiento de las CC.HH. Moquegua 1 y 3
Entidad
Financiera
Monto
Financiado
(Mio.US$)
Tasa de
InterésPlazo (años) Condiciones
JICA 70 0,40% 20 6 años de gracia
FONAFE 20 4,70%
Mio. US$
Financiamiento Total 90,0
VAN @12% del flujo financiero 32,1
Mio. US$ 57,9
% 56%
Rubro
Apalancamiento
Efecto del Financiamiento obtenido
Efecto del financiamiento obtenido (2)
CAPEX Mio.US$ 76.40 32.14
aVNR @12% Mio.US$/año 9.48 3.99
OPEX Mio.US$/año 4.58 4.58
Costo Anual Mio.US$/año 14.07 8.57
Producción MWh/año 208,138 208,138
Precio Monómico US$/MWh 68 41
Sin
Financiamiento
Con
FinanciamientoRubro Unidades
Con el financiamiento promocional, las centrales hidroeléctricas
Moquegua 1 y 3, pueden tener precios competitivos y acceder al mercado
1. La competitividad económica de una región o país, se logra si se cuentacon recursos energéticos garantizados y a precios eficientes.
2. El gas natural y las centrales hidroeléctricas por ser recursos nativos,permiten lograr la autosostenibilidad y el afianzamiento de la seguridadenergética en una región.
3. Concentración energética en una determinada región del país, es unasolución ineficiente para la sociedad. Socialización de líneas eléctricascontribuye a ocultar dicha ineficiencia.
4. Se debe propender a la desconcentración y autosostenibilidad energéticade cada región, otorgando primas y garantías a los proyectos energéticosque lo propicien. En este sentido:– Las grandes CC.HH. que contribuyan a la desconcentración energética, deberían
participar del ahorro que propician en cuanto a reducción de: pérdidas, inversionesde transporte y seguridad, incremento de confiabilidad, etc.
– Las CC.HH. hasta 20 MW cuya autorización la entregan los Gobiernos Regionales,deben otorgarse bajo la modalidad Feed In Tariff.
Lecciones Aprendidas (1)
Subasta Proyecto
Precio
Ofertado
(US$/MWh)
Potencia a
Instalar (MW)
Factor de
Planta (%)
Energía
Adjudicada
(GWh/año)
C.H. Santa Cruz II 55,00 6,50 66% 33,00
C.H. Santa Cruz I 55,00 6,00 65% 29,50
C.H. Nuevo Imperial 55,99 3,97 81% 25,00
C.H. Yanapampa 56,00 4,16 77% 28,00
C.H. Huasahuasi II 57,00 8,00 71% 42,50
C.H. Huasahuasi I 58,00 7,86 70% 42,50
C.H. Chancay 58,50 19,20 85% 143,00
C.H. Poechos 2 59,50 10,00 75% 50,00
C.H. Roncador 59,85 3,80 89% 28,12
C.H. La Joya 59,95 9,60 65% 54,66
C.H. Angel I 59,97 19,95 75% 131,05
C.H. Angel II 59,98 19,95 75% 131,05
C.H. Angel III 59,99 19,95 75% 131,05
C.H. Purmacana 60,00 1,80 71% 9,00
C.H. Shima 64,00 5,00 75% 32,92
C.H. Carhuaquero IV 70,00 10,00 76% 66,50
C.H. Caña Brava 70,00 6,00 41% 21,50
CH Canchayllo 47,40 3,73 77% 25,16
CH Huatziroki I 47,60 11,08 75% 72,27
CH Manta 52,00 19,78 74% 127,50
RenovAndes H1 53,89 19,99 90% 150,00
8 de Agosto 53,90 19,00 90% 140,00
El Carmen 55,90 8,40 77% 45,00
CH Runatullu III 56,45 20,00 80% 120,00
57,26 263,7 73% 1 679
1ra RER
2da RER
Total
HIDROELÉCTRICAS ADJUDICATARIAS EN SUBASTAS RER
Mecanismo Feed In Tariff:
Las primas RER por la cual se
garantiza un precio a las CC.HH.
menores a 20 MW, se otorguen
de manera automática, sin
necesidad de subasta, tomando
como límite el precio promedio
de todas las CCHH RER
adjudicadas con anterioridad
Lecciones Aprendidas (2)
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